BMWK legt Industriestrompreis-Konzept vor

Am 5. Mai hat das Bundeswirtschaftsministerium (BMWK) ein Konzept für einen Industriestrompreis vorgelegt. Ziel ist es, energieintensiven Unternehmen vor dem Hintergrund der gestiegenen Stromkosten weiterhin wettbewerbsfähige Produktion in Deutschland zu ermöglichen und zugleich den Ausbau von Anlagen zur Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energiequellen (EE-Anlagen) fördern. Danach soll für energieintensive Unternehmen der Strompreis für 80 % ihres Verbrauchs auf sechs Cent je kWh begrenzt werden. Dieser sog. Brückenstrompreis soll bis 2030 gelten, um insbesondere den Zeitraum zu überbrücken, bis sich der angestrebte Ausbau der EE-Anlagendeutlicher in den Strompreisen niederschlägt. Für den Zeitraum danach sollen sich Industriebetriebe mit staatlich abgesicherten Stromlieferverträgen (Power Purchase Agreements, PPAs) und Differenzverträgen (Contracts for Difference, CfDs) nahe den Gestehungskosten günstig mit Strom aus Erneuerbaren Energien versorgen können (sog. Transformationsstrompreis).

Die verbrauchsnahe Stromproduktion wird durch den Transformationsstrompreis in Form von Netzentgeltreduzierungen begünstigt. Projekte in der Nähe von EE-Anlagen sowie „vor“ Netzengpassgebieten könnten besonders attraktiv werden.

• Für energieintensive Unternehmen und deren Stromversorgungsanlagen dürfte dies Auswirkungen auf Standortentscheidungen hin zu dezentralen Stromversorgungsmodellen haben.
• Bereits heute könnten Betreiber und Entwickler von EE-Anlagen mögliche Netzentgeltreduktionen beim Abschluss von langfristigen PPAs und der Wahl der Vertragspartner berücksichtigen.
• Die staatliche Absicherung von PPAs dürfte dem PPA-Markt weiteren Aufschwung bescheren.
• Flexible Geschäftsmodelle für zuschaltbare Lasten (Wärme- und Wasserstofferzeugung) in der Nähe von EE-Anlagen würden erheblich attraktiver werden.

Auch wenn der Brückenstrompreis nicht direkt den Bezug von Grünstrom adressiert, kann sich die verpflichtende Klimaneutralität bis 2045 langfristig positiv auswirken. Zudem profitieren in besonderen Maßen diejenigen Industrieunternehmen, die sich kostengünstigen Strombezug (in der Regel aus Erneuerbaren, dann auch mit entsprechenden Herkunftsnachweisen) sichern, da die tatsächlichen Strombeschaffungskosten bei der Differenzbetrachtung nicht herangezogen werden sollen. Ob und wie sich dies auf den aktuellen PPA-Markt auswirkt, bleibt abzuwarten.

Medienberichten zufolge könnte der Brückenstrompreis bereits ab Januar 2024 gelten. Dann laufen die derzeit geltenden Strompreisbremsen aus. Allerdings müsste sich die Ampel-Koalition bis dahin auf die hierfür notwendigen Gesetzesänderungen und Verordnungen verständigen. Dabei handelt es sich nicht um reine Formsache: Das Bundesfinanzministerium hat bereits Einwände gegen den Vorschlag erhoben. Und auch die Freigabe auf EU-Ebene ist nicht ohne Weiteres zu erwarten. Solle es keine kurzfristige Einigung geben, könnte der Vorschlag die Marktteilnehmer eher verunsichern und für den gewünschten schnellen Ausbau von EE-Anlagen hinderlich sein.

Mittelfristiger Brückenstrompreis bis 2030

Das Konzept des BMWK zum Brückenstrompreis sieht folgenden Mechanismus vor:

• Berechtigt sollen energieintensive Industrieunternehmen sein, die bereits nach der Besonderen Ausgleichsregelung (BesAR) im EEG bzw. EnFG anspruchsberechtigt sind. Das sind in Deutschland rund 1500 Unternehmen.
• Der Brückenstrompreis soll nur auf 80 % des Verbrauchs Anwendung finden, um Sparanreize zu erhalten. Dieser Verbrauch soll sich zudem nach europaweiten Stromeffizienzbenchmarks statt nach dem individuellen Verbrauch richten.
• Bei durchschnittlichen Jahresbörsenstrompreisen über 6 ct/kWh sollen Unternehmen die Differenz hierzu erstattet bekommen. Der individuelle Strompreis der Unternehmen ist dabei nicht maßgeblich für die Differenzermittlung.
• Unternehmen, die den Brückenstrompreis in Anspruch nehmen, sollen verpflichtet sein, eigentlich freiwilligen Maßnahmen nach dem Energieeffizienzgesetz verbindlich umzusetzen. Sie sollen sich darüber hinaus verpflichten, bis 2045 klimaneutral zu werden, eine Standortgarantie abzugeben und sich tariftreu zu verhalten.
• Die prognostizierten Kosten des Brückenstrompreises von ca. 25-30 Mrd. EUR sollen vom Wirtschaftsstabilisierungsfonds getragen werden.

Auch wenn das Konzept zum Brückenstrompreis von der Industrie positiv aufgenommen wurde, sind energieintensive Unternehmen weiterhin gehalten, individuell eine möglichst günstige Stromversorgung sicherzustellen. Der Bezug von EE-Strom wird dabei nicht Auflage sein, aber im Regelfall die wirtschaftlich attraktivere Variante. Das Modell wird zudem mit der Europäischen Kommission abzustimmen sein, die eine solche Beihilferegelung vorab auf Grundlage der KUEBLL (wir berichteten) genehmigen muss. Die zuständige Kommissarin hat bereits Bedenken geäußert.

Langfristiger Transformationsstrompreis

Der langfristig greifende Transformationsstrompreis beinhaltet zum einen oft diskutierte und geforderte Maßnahmen zum EE-Ausbau (Genehmigungsbeschleunigung und weitere Flächen für Windenergieanlagen, Senkung der Kapitalkosten). Er soll daneben insbesondere auf zwei weiteren Säulen ruhen:

• Der Ausbau von EE-Anlagen soll mittels CfDs finanziert werden und den Industrieabnehmern Strompreise nahe den Gestehungskosten ermöglichen. Für Offshore-Windparks könnten die notwendigen Änderungen des Rechtsrahmens bereits im Verordnungswege für zentral voruntersuchte Flächen umgesetzt werden. Für andere EE-Anlagen müsste zuvor das EEG angepasst werden.
• Industrieunternehmen soll nach dem sog. Norwegischen Modell der Abschluss von PPAs durch die Gewährung staatlicher Bürgschaften erleichtert werden, um die Risikoprämien dieser Verträge zu reduzieren. Weitere Förderungen des PPA-Marktes sollen geprüft werden.

Durch zeitvariable Netzentgelte soll die BNetzA in Zeiten von Engpässen Netzentgelte regional reduzieren können, um statt Abregelung von Anlagen die Nutzung von EE-Strom in den betroffenen Regionen zu ermöglichen. Netzbetreiber sollen zudem im Falle drohender Abregelungen Strom günstig für die Wärme- oder Wasserstofferzeugung abgeben können. Schließlich soll die BNetzA Netzentgelte für Industrieunternehmen senken können, die Strom über PPAs mit EE-Anlagen in räumlicher Nähe beziehen.

Was ist als Nächstes zu erwarten?

Für Offshore-Wind-Projekte (für alle oder einzelne zentral voruntersuchte Flächen) könnte eine Umstellung der Finanzierung auf das CfD-Modell mittels Verordnung der Bundesregierung nach § 96a WindSeeG relativ rasch erfolgen. Für die im Jahr 2023 stattfindenden Ausschreibungen wäre diese Initiative jedoch noch nicht relevant und dürfte daher frühestens – eine Einigung der Bundesregierung vorausgesetzt – für die Ausschreibungsrunden im Jahr 2024 in Betracht kommen. Auch hier wird eine beihilferechtliche Genehmigung durch die Europäische Kommission auf Grundlage der KUEBLL erforderlich sein.

Der Abschluss von PPAs für Strom aus EE-Anlagen dürfte künftig leichter fallen, wenn der Bund tatsächlich wie vom BMWK vorgeschlagen mit Bürgschaften oder vergleichbaren Maßnahmen die finanziellen Risiken reduzieren sollte. Besonders attraktiv könnten PPAs mit Abnehmern in regionaler Nähe sein, wenn diese wie vom BMWK vorgeschlagen von Netzentgeltreduzierungen profitieren können.

Die angekündigten Maßnahmen zur Bekämpfung der Abregelung von Stromerzeugung könnte schließlich Anreize für die Entwicklung flexibler Kapazitäten im Wärme- und Wasserstoffbereich setzen. Insbesondere EE-Anlagenbetreiber könnten ihr Wissen um Abregelungen nutzen, um Geschäftschancen für flexible Power-to-Heat bzw. Power-to-Gas-Kapazitäten frühzeitig zu erkennen und zu entwickeln.